Fase final
El oleoducto Vaca Muerta Oil Sur (VMOS) entró en la última parte de su construcción.
El secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, puso el avance de la obra en 73% y ratificó que las primeras cargas de crudo empezarán a partir de enero. "Una obra con un grado de avance del 73% que va a permitir a partir de enero empezar a cargar los barcos más grandes de crudo", detalló el funcionario en declaraciones radiales.
El número marca cuánto del proyecto se ha recorido y, sobre todo, cuánto resta.
El ducto troncal de 437 kilómetros entre Allen y Punta Colorada, en el Golfo San Matías de Río Negro, está terminado: la última soldadura automática se completó en noviembre de 2025 e incluyó los 76 cruces especiales del trazado, con el subfluvial bajo el río Negro como el más exigente. Lo que falta del 27% restante no es tendido de caño, sino integración: los frentes que conectan el sistema y lo dejan en condiciones de despachar el crudo de Vaca Muerta.
Qué queda para el primer embarque
El frente que define la fecha está en el mar. La empresa DOF, de Noruega, tiene a su cargo la infraestructura submarina y las dos monoboyas desde las que se cargará el crudo en altamar. La primera quedó fondeada hace semanas frente a las costas de Sierra Grande; la segunda tiene previsto su arribo en septiembre.
Es el único frente donde una demora corre la fecha del primer embarque, porque sin al menos una monoboya operativa el sistema no puede cargar.
En tierra, el montaje electromecánico de la terminal de Punta Colorada pasó a ser la etapa que define la integración final. La unión transitoria Techint-SACDE, la misma que ejecutó el troncal, inició las primeras soldaduras en campo de las cañerías de gran diámetro (algunas de 56 pulgadas, casi metro y medio de acero) que conducen el crudo en su tramo final antes de salir al mar. A esos trabajos se suman las estaciones de bombeo intermedias en Allen y Chelforó, a cargo de AESA (subsidiaria de YPF) junto a Oilfield Production Service y la participación de Técnicas Reunidas, de España, y los tanques de almacenamiento que funcionan como pulmón operativo de la terminal.
El cronograma tuvo un corrimiento. El consorcio había ubicado el primer embarque en diciembre de 2026 y lo movió a enero de 2027, atado al arribo de la segunda monoboya. La secuencia que falta es conocida: pruebas hidráulicas por tramos, llenado del ducto (la instancia clave de testeo) y puesta en marcha. El sistema arranca con una capacidad de 180.000 barriles diarios y está diseñado para escalar a 550.000 hacia 2027, con un techo técnico cercano a los 690.000 con bombeo y almacenamiento adicionales. Las monoboyas, ancladas entre 5 y 9 kilómetros mar adentro, cargarán buques de muy gran porte (VLCC, por sus siglas en inglés), capaces de transportar hasta dos millones de barriles por viaje.
Una inversión de u$s 3.000 millones
El VMOS demanda una inversión total de u$s 3.000 millones, financiada en parte con un préstamo sindicado de u$s 2.000 millones suscripto con catorce bancos internacionales, entre ellos Citi y JP Morgan, de los Estados Unidos, y Deutsche Bank, de Alemania. González vinculó ese financiamiento al RIGI: "El RIGI no lo inventó a ese proyecto, pero estaba identificado y no se había hecho", señaló, y describió la condición que pusieron los bancos para liberar el crédito. "Sin RIGI no hay cheque", resumió.
La obra pertenece a VMOS S.A., la sociedad que reúne a las operadoras de la ventana de crudo: YPF, que opera y es socia mayoritaria, junto a Pan American Energy, Vista Energy, Pampa Energía, Chevron, Pluspetrol y Shell. Son las mismas empresas que producen el crudo que la terminal despachará.
Por qué importa la fecha
El VMOS es la salida que la producción de crudo necesita para sostener su crecimiento. Hoy la evacuación descansa sobre el corredor de Oldelval hacia el Atlántico, que con el Proyecto Duplicar llegó a 530.000 barriles diarios y opera cerca de su tope. La Cuenca Neuquina ronda los 600.000 barriles diarios y sigue subiendo: si la producción alcanza los 770.000 barriles antes de que el oleoducto entre en operación, el sistema volvería a generar restricciones, una tensión que el sector viene señalando. Por eso la ventana de enero no es solo un hito de obra, sino la condición para que la producción incremental de Vaca Muerta, incluida la de los nuevos desarrollos que se suman bajo el RIGI, encuentre por dónde salir.
González calculó que, con el caño operativo, el país exportaría entre u$s 14.000 millones y u$s 15.000 millones por año de petróleo. La proyección depende de que los frentes que faltan, sobre todo la segunda campaña offshore, lleguen a tiempo.